Jak zapewnić bezpieczeństwo dostaw gazu?

Jak zapewnić bezpieczeństwo dostaw gazu? Postulaty uczestników sesji
Grupy Roboczej do spraw Gazu, Komisji Ekonomicznej dla Europy
Autor: Maciej Syroka - pracownik Departamentu Promowania Konkurencji URE
(Biuletyn Urzędu Regulacji Energetyki – nr 2/2008)
W dniach 22-23 stycznia 2008 r. odbyła się w Genewie osiemnasta coroczna sesja Grupy
Roboczej do spraw Gazu, działającej w ramach Komisji Ekonomicznej dla Europy (United
Nations Economic Commission for Europe, UNECE), będącej agendą Organizacji Narodów
Zjednoczonych.
W toku licznych wystąpień poruszane były tematy ogniskujące się wokół kwestii zapewnienia
bezpieczeństwa dostaw gazu ziemnego w państwach regionu UNECE, obejmującego obszar
Europy. Sesja miała równieŜ na celu dokonanie przeglądu sytuacji i perspektyw sektora gazu
w regionie.
Debata na temat roli LNG w zwiększaniu bezpieczeństwa dostaw
Sesji towarzyszyła debata poświęcona roli LNG w zwiększaniu bezpieczeństwa dostaw gazu
w państwach regionu UNECE. Spotkanie odbywało się w formule okrągłego stołu: zaproszeni
goście, będący przedstawicielami sektora gazowniczego, prezentowali swoje referaty, po
czym odbywała się dyskusja kierowana przez moderatora.
Ahmed Mazighi, reprezentujący algierski koncern surowcowy Sonatrach, odniósł się do roli
LNG w zapewnieniu bezpieczeństwa dostaw z punktu widzenia dostawcy gazu. W
wystąpieniu wskazano, Ŝe gaz sieciowy bardziej niŜ LNG jest odpowiedni z punktu widzenia
bezpieczeństwa dostaw i Ŝe dotyczy to wszystkich rynków światowych. Zdaniem prelegenta
dostawa gazu LNG jako podstawy zapotrzebowania (ang. base load) wiąŜe się dla dostawcy z
większym ryzykiem dotyczącym przerwania dostaw (ang. volume risk – interruption).
Narzędziem zabezpieczającym go przed tym ryzykiem jest dostęp do dostaw awaryjnych np.
poprzez rynek dostaw natychmiastowych (ang. spot) lub wymianę gazu z innymi
producentami (ang. swap), w celu wypełnienia zobowiązań kontraktowych. Ze względu na
wspomniane ryzyko gaz LNG jest najodpowiedniejszy jako uzupełnienie (ang. margin)
podstawy zapotrzebowania, jak równieŜ do zabezpieczenia szczytów sezonowych.
Zaznaczono, Ŝe z uwagi na ryzyka związane z realizacją kontraktów, dostawcy preferują
rynki rozwinięte, cechujące się płynnością, na których zawarcie transakcji nie wymaga
długoterminowej rezerwacji dostępu do infrastruktury gazowej. Jako przykład wskazano
rynek włoski, brytyjski, amerykański oraz węzły wymiany handlowej (ang. hubs). Zdaniem
prelegenta istotną funkcją LNG jest arbitraŜ cenowy, polegający na kierowaniu gazu LNG w
kontraktach natychmiastowych na rynki o najwyŜszych cenach. Zjawisko to prowadzi do
wyrównywania cen i jest obserwowane m.in. w Hiszpanii, gdzie ceny są wyznaczane poprzez
węzeł handlu gazem Henry Hub, zlokalizowany w USA.
Rysunek 1. Zmienność cen gazu ziemnego w węźle Henry Hub
Zdaniem prelegenta niezmiernie waŜną kwestią jest przede wszystkim zapewnienie
ekonomiki kaŜdego projektu, jako Ŝe niezaleŜnie od moŜliwości jakie daje handel na rynkach
dostaw natychmiastowych nie jest moŜliwa ucieczka od kwestii opłacalności.
Margot Loudon, reprezentująca stowarzyszenie EUROGAS, zdefiniowała warunki wstępne
bezpieczeństwa dostaw. Za najwaŜniejszy uznała istnienie regulacji wewnętrznych na rynku
odbiorcy, atrakcyjnych z punktu widzenia dostawców. Podkreślano istnienie zjawiska
globalnej konkurencji między poszczególnymi rynkami, która najprawdopodobniej będzie się
nasilać po 2010 r., w związku z poszerzaniem się luki podaŜowej. Wielkość luki jest
szacowana na 50 mln toe w 2015 r., 127 mln toe w 2020 r. i 241 mln toe w 2030 r. Zdaniem
prelegentki niezrównowaŜony popyt będzie wymuszał konkurencję między odbiorcami o
dostęp do źródeł zaopatrzenia. W rezultacie na poszczególnych rynkach spodziewane jest
przyjmowanie zasad pod kątem oczekiwań dostawców.
Jako drugi warunek wskazano odpowiedni poziom inwestycji, w szczególności w sieci
przesyłowe (ang. midstream). Niedoinwestowanie sieci przesyłowych zdaniem prelegentki
budzi większe obawy niŜ brak inwestycji po stronie wydobycia bądź dystrybucji, co moŜe
wynikać z większego prawdopodobieństwa wystąpienia takiego zjawiska. Wytłumaczeniem
jest niemoŜność subsydiowania działalności przesyłowej w związku z rozdziałem prawnym
działalności przesyłowej. Zdaniem prelegentki wymagane inwestycje moŜna podzielić na
dwie kategorie: (1) zwiększające zdolności przesyłowe systemu, (2) zwiększające płynność
rynku.
Trzecim warunkiem wskazywanym w prezentacji jest wielostronny dialog pomiędzy krajami
dostawców i odbiorców gazu, którego celem jest promocja wspólnych interesów.
Tezy zawarte w prezentacji podzielili równieŜ inni prelegenci, m.in. przedstawiciel Gaz
Natural wskazał, Ŝe Hiszpania konkuruje z innymi rynkami o gaz i tak kształtuje swoje zasady
rynkowe, aby były korzystne z punktu widzenia dostawców, w wyniku czego nastąpiła pełna
liberalizacja rynku. RównieŜ zgodzono się z tezami dotyczącymi wzrostu popytu i pojawienia
się luki podaŜowej po 2010 r.
Prezentacja przedstawiciela przedsiębiorstwa ENA GAS wskazywała na rosnącą rolę LNG w
zapewnieniu bezpieczeństwa dostaw i w rozwoju konkurencji w Hiszpanii. Wskazano, Ŝe
obecnie w tym kraju ponad 2/3 dostaw LNG jest realizowanych przez nowych uczestników
rynku. W roku 2006 wielkość ta stanowiła 285 TWh. Dostawy LNG w Hiszpanii są
realizowane przez 8 terminali, naleŜących do wielu podmiotów. Wśród współwłaścicieli
jednego z terminali LNG znajdują się dostawcy zagraniczni (Sonatrach z Algierii),
przedsiębiorstwa energetyczne (m.in. ENDESA), podmioty spoza sektora, władze regionalne
oraz banki. Wskazano, Ŝe Hiszpania ma pierwsze miejsce w Europie pod względem
wykorzystania LNG, dostawy LNG do Hiszpanii w 2006 r. stanowiły 47% dostaw LNG do
UE.
Zdaniem prelegenta wykorzystanie LNG ma pozytywny wpływ na zapewnienie
dywersyfikacji źródeł dostaw – obecne dostawy pochodzą z 10 źródeł.
DostrzeŜono wzrost roli LNG, przejawiający się budową nowych instalacji do jego
regazyfikacji. Na świecie istnieje 58 takich obiektów, 35-40 znajduje się w budowie,
natomiast 70 znajduje się w fazie studialnej i planowania. W przypadku Europy wielkości te
wynoszą odpowiednio 15, 8 i 23.
Prezentacja przedstawiciela rosyjskiego koncernu energetycznego Gazprom poza tematyką
LNG odnosiła się równieŜ do innych obszarów działalności, związanych z szeroko
rozumianym pojęciem bezpieczeństwa dostaw, w szczególności do rozwoju infrastruktury
wydobywczej i przesyłowej. Odnosząc się do działalności wydobywczej wskazano na rozwój
nowych projektów. Planowane wydobycie z trzech nowych złóŜ gazowych ma wynieść
łącznie 224 mld m3 w skali roku (m.in. złoŜe gazowe Sztokman na Morzu Barentsa oraz złoŜe
Sachalin II).
Odwoływano się do współpracy rosyjskiego potentata z czołowymi koncernami światowymi
m.in. do uczestnictwa koncernów Total (Francja) i Statoil Hydro (Norwegia) w spółce
mającej zająć się eksploatacją złoŜa Sztokman.
Odnosząc się do działalności przesyłowej prelegent wymienił 3 projekty: Blue Stream, Nord
Stream i SRTO-Torzok, mające uzupełniać istniejące drogi eksportowe.
Wskazując na projekty w zakresie LNG ponownie wymieniono projekty Sztokman i Sachalin
II oraz wskazano na potencjalną moŜliwość budowy terminala skraplania gazu nad
Bałtykiem. Zdaniem rozmówcy projekty te mają na celu dywersyfikację portfolio produktów
oraz pozwolą na stosowanie arbitraŜu cenowego.
Wskazano na daleko idące działania państwa w zakresie regulacji rynku krajowego,
nakierowane na ograniczenie zuŜycia gazu. Wymieniono m.in. podwyŜkę cen gazu wraz z
określeniem ścieŜki dojścia do cen rynkowych oraz realizację programów ograniczenia
zuŜycia gazu i jego zastępowania energią elektryczną. Przekazano informację o wdroŜeniu w
Rosji zasady dostępu stron trzecich do sieci (ang. Third party access, TPA), wskutek czego
udział wykorzystania sieci gazowych Gazpromu przez inne podmioty osiągnął 16%.
Zaznaczono, Ŝe zasada TPA dotyczy wyłącznie dostaw na rynek krajowy, wyłączność na
dostawy eksportowe przysługuje w dalszym ciągu Gazpromowi.
Prezentacje poszczególnych państw regionu UNECE
W ramach sesji dokonano przeglądu poszczególnych rynków gazu w państwach regionu
UNECE.
Czechy
Wystąpiła faktyczna liberalizacja rynku, przejawiająca się funkcjonowaniem trzech
koncernów po stronie dostawców: RWE-Transgas, VEMEX i WINGAS. W rezultacie w 2007
r. w Czechach ok. 6400 klientów skorzystało z moŜliwości zmiany sprzedawcy. Prezentacja
informowała o prawnym wydzieleniu operatora systemu magazynowania w 2007 r. - spółki
RWE Gas Storage.
Odnosząc się do środków słuŜących bezpieczeństwu dostaw wymieniono:
- kontrakt długoterminowy z Rosją do 2035 r. (75% dostaw) i Norwegią do 2017 r. (25%
dostaw),
- pojemności magazynowe wynoszące 2,9 mld m3, odpowiadające 30% całkowitego rocznego
zuŜycia krajowego, pozwalające na pokrycie 60-dniowego zapotrzebowania.
Włochy
- zawarto umowę pomiędzy ENI i Gazpromem m.in. przedłuŜającą okres umowy
długoterminowej na dostawy gazu do 2035 r. Umowa ta przyznaje od 2007 r. Gazpromowi
prawo do bezpośredniej sprzedaŜy rosnących ilości gazu, dotychczas sprzedawanego ENI,
innym odbiorcom włoskim. Począwszy od 2010 r. do końca okresu obowiązywania umowy
ilości te mają osiągnąć 3 mld m3 rocznie. Umowa ta odnosi się równieŜ do wspólnych działań
inwestycyjnych, warto wspomnieć, Ŝe koncern ENI wspólnie z Gazpromem planuje budowę
gazociągu South Stream przez Morze Czarne, Bułgarię, Grecję, Morze Adriatyckie do Włoch,
o łącznej przepustowości 30 mld m3 rocznie (8 mld m3 na odcinku włoskim),
- zawarto porozumienie międzyrządowe Włochy-Grecja dotyczące budowy połączenia
międzysystemowego
przez
Morze
Adriatyckie,
- podpisano memorandum między Galsi (spółka z 38% udziałem Sonatrachu) i włoskim
przedsiębiorstwem Snam Rete Gaz w obecności Ministra Energetyki Algierii i Ministra
Rozwoju Gospodarczego Włoch, dotyczące budowy gazociągu Algieria–Włochy przez
Sardynię. Planowana przepustowość połączenia wynosi 8 mld m3 gazu rocznie.
Przewidywany termin oddania do eksploatacji – 2012 r.
Bułgaria
- zawarto umowę między Prezydentami Bułgarii i Rosji, odnośnie budowy gazociągu South
Stream przez Bułgarię do Grecji i Włoch. Wskazano, Ŝe umowa ma przyczynić się do
gazyfikacji Bułgarii i wzrostu wykorzystania gazu, istnieją duŜe potencjalne moŜliwości w
tym zakresie, gdyŜ obecnie poniŜej 1% bułgarskich gospodarstw domowych korzysta z gazu.
Zdaniem dyskutantów wskazany gazociąg stanowi alternatywę gazociągu Nabucco i istnieją
wątpliwości, czy w obecnym stanie rzeczy gazociąg Nabucco będzie mógł być realizowany,
oczywiście pod warunkiem wybudowania gazociągu South Stream. WyraŜano obawy, Ŝe w
Europie Środkowej nie ma tak duŜego zapotrzebowania na gaz, by miało sens budować dwa
gazociągi o podobnym przebiegu.
Rumunia
- wskazano na faktyczną liberalizację rynku oraz wzrost inwestycji w infrastrukturę gazową,
- zasygnalizowano brak dominującego sprzedawcy hurtowego i duŜe zróŜnicowanie
własnościowe przedsiębiorstw sektora (m.in. na rynku obecni są GDF, E-ON, OMV i
Wintershal),
- zaakcentowano powszechną dostępność usług magazynowych oraz wdroŜenie systemu
rozliczeń za gaz w jednostkach energii.
W wyniku liberalizacji w Rumunii nastąpiło wyodrębnienie wolnego i regulowanego
segmentu rynku oraz rozdzielenie działalności w zakresie sprzedaŜy hurtowej i detalicznej.
Ponadto delegat z Rosji wskazał na politykę koncernu, zakładającą róŜnicowanie podejścia
do odbiorców w zaleŜności od posiadania przez nich alternatywnych dróg dostaw.
NiezaleŜnie od tego polityka Gazpromu zakłada róŜnicowanie podejścia do odbiorców
będących członkami UE. Wskazano na ich przyporządkowywanie do następujących stref: (1)
kraje zachodnie, (2) kraje Europy Środkowo-Wschodniej (3) kraje Bałtyckie.
W niektórych prezentacjach odnoszono się do kwestii bezpieczeństwa dostaw w
poszczególnych państwach UNECE. Polska, zdaniem prelegentów, jest postrzegana jako
państwo o wysokim stopniu bezpieczeństwa dostaw, na co składa się relatywnie niewielkie
uzaleŜnienie gospodarki od gazu, jego niski udział wśród innych nośników energii pierwotnej,
stosunkowo wysokie wydobycie krajowe oraz niski stopień uzaleŜnienia od jednego kierunku
dostaw.
Wnioski
Przytoczone tezy świadczą, Ŝe strategia Polski w zakresie zapewnienia bezpieczeństwa
dostaw znacząco odbiega od strategii przyjętych przez inne państwa obszaru UNECE.
W dokumencie z 20 marca 2007 r. Polityka dla przemysłu gazu ziemnego, określającym
strategię Polski w zakresie poprawy bezpieczeństwa energetycznego i przyspieszenia rozwoju
rynku gazu ziemnego, zakłada się, Ŝe dywersyfikacja dostaw jest warunkiem wstępnym
liberalizacji, a zatem powinna ją poprzedzać.
W innych państwach przyjęto inną strategię, w której to liberalizacja stała się warunkiem
wstępnym i koniecznym dywersyfikacji dostaw. Podejście takie umoŜliwiło przeprowadzenie
dywersyfikacji, skutkowało realizacją nowych inwestycji oraz zapewniło dostęp do nowych
źródeł dostaw.
Szczególnie niepokojąca jest rozbieŜność strategii Polski z oczekiwaniami dostawców,
alternatywnych do Gazpromu. Warto nadmienić, Ŝe to równieŜ od ich zaangaŜowania jest
uzaleŜniony sukces w realizacji projektów dywersyfikacyjnych. Oczekiwania sygnalizowane
przez prelegentów z państw eksportujących LNG odnosiły się przede wszystkim do zasad
zorganizowania rynku i kwestii opłacalności projektu.
Brak rozwiązań systemowych uznanych za rynkowe stawia nas w gorszej pozycji w
porównaniu z państwami, który takie mechanizmy wdroŜyły. W celu ograniczenia ryzyka
dostawca LNG woli eksportować gaz na inny kontynent niŜ do państwa znajdującego się w
sąsiedztwie, lecz nie spełniającego pewnych istotnych kryteriów. Na tendencje polegające na
wydłuŜaniu się dróg dostaw LNG i wzroście liczby transakcji między rynkami Europy,
Ameryki i Azji, powoływano się w szeregu prezentacji m.in. przedstawicieli z państw
dostawców oraz Hiszpanii i Stanów Zjednoczonych.
Zjawisko wchodzenia przez inwestorów na rynki uznawane za obiecujące jest zrozumiałe,
analogiczna sytuacja ma miejsce w przypadku podejmowania przez koncerny
międzynarodowe decyzji o lokalizacjach swoich zakładów. Uświadomienie sobie przez
decydentów istnienia tego trendu skutkowało podjęciem prób jego wykorzystania. W
konsekwencji w wielu państwach – równieŜ w Polsce - powołano krajowe agencje do spraw
inwestycji zagranicznych oraz analogiczne instytucje szczebla regionalnego i lokalnego,
których głównym celem było podejmowanie działań na rzecz przyciągnięcia do Polski duŜych
inwestycji zewnętrznych.
Rozwiązania systemowe w gazownictwie, wskazywane jako wymagane, dotyczą m.in.
dostępności krótkoterminowych usług przesyłowych, usług magazynowania, obecności rynku
umów natychmiastowych, węzłów wymiany handlowej, giełdy gazu i tych wszystkich
czynników, które zwiększają płynność rynku i generują powstawanie sygnałów cenowych. Z
wypowiedzi uczestników debaty wynikało, Ŝe obecność takich elementów jest kluczowa dla
faktycznej dywersyfikacji dostaw przy wykorzystaniu LNG. Ich brak sprawia, Ŝe dostawca
LNG w celu zabezpieczenia się przed ryzykiem przerwania realizacji kontraktu jest zmuszony
do budowania w swoim państwie przewymiarowanej bądź dodatkowej infrastruktury,
obejmującej m.in. magazyny i urządzenia do skraplania gazu. W warunkach rozwiniętego
rynku funkcję takiej infrastruktury mogą przejąć giełdy, węzły wymiany handlowej oraz rynki
dostaw natychmiastowych, umoŜliwiające zakup gazu w razie potrzeby. Poza funkcją
zabezpieczającą sprzedawcę przed ryzykiem niewywiązania się z kontraktu, wyŜej
wymienione instrumenty umoŜliwiają mu realizację dodatkowych dostaw w ramach arbitraŜu
cenowego.
Odnosząc się do mechanizmów rynkowych ograniczających ryzyko dostawcy warto zwrócić
uwagę na obecny sposób ustalania ceny gazu w taryfie PGNiG S.A., moŜe być on
postrzegany jako jeden z czynników ryzyka dla nowych uczestników rynku1).
Innym czynnikiem ryzyka dla potencjalnych sprzedawców jest brak rozliczeń w jednostkach
energii. W państwach UE-25 nie ma juŜ dyskusji na ten temat, jako Ŝe wymóg wprowadzenia
stosownych rozliczeń wynika bezpośrednio z Rozporządzenia 1775/2005/WE i został dawno
wypełniony. Obecnie państwa, które przystąpiły do UE w ostatniej transzy (Rumunia)
informują o wypełnieniu stosownych wymogów.
Kwestia odmiennego postrzegania spraw związanych z liberalizacją była sygnalizowana nie
tylko przez przedstawicieli dostawców, lecz równieŜ państw odbiorców. Co waŜne, w drugim
przypadku poparcie dla liberalizacji jako dla czynnika mającego istotne znaczenie z punktu
widzenia bezpieczeństwa dostaw było wyraŜane nie tylko przez uczestników rynku, lecz
równieŜ przez przedstawicieli administracji rządowej.
Warto zwrócić uwagę na sygnalizowane w trakcie prezentacji róŜnicowanie przez Gazprom
podejścia do odbiorców z państw UE w zaleŜności od ich lokalizacji i posiadania przez nich
alternatywnych dróg zaopatrzenia. W takim stanie rzeczy duŜe znaczenie dla poprawy naszej
przyszłej pozycji ma rozwój infrastruktury importowej, a w szczególności budowa terminala
LNG i łączników międzysystemowych. Warto przypomnieć, Ŝe pod koniec 2006 r. zawarcie
trzyletniego kontraktu przez PGNiG S.A. z RosUkrEnergo zostało powiązane ze zmianą
formuły ustalania ceny w kontrakcie długoterminowym PGNiG S.A. (10% wzrost), której
skutki będą najprawdopodobniej odczuwane przez nas przez następnych 20 lat.
Przewidywana dopłata z tytułu zmiany formuły cenowej około dziesięciokrotnie przewyŜsza
łączne szacunkowe koszty wybudowania terminala LNG, tak więc wnioski są oczywiste.
Innym widocznym przy tej okazji problemem jest brak jawności cen, wymuszany zapisami
kontraktowymi. Z tego względu wiedza na temat pozycji Polski, w porównaniu z pozycją
innych państw UE, jest ograniczona. Zamiast tego powszechnie dostępne publikacje
dokładnie informują o zmianach cen gazu na Białorusi i Ukrainie. Warto zaznaczyć, Ŝe w
warunkach liberalizacji uczestnicy rynku mają szeroki dostęp do informacji cenowych, które
ułatwiają im podejmowanie decyzji. Stawia ich to w korzystniejszej pozycji wobec
sprzedawców. Obecna sytuacja braku przejrzystości jest korzystna z punktu widzenia
monopolisty.
RóŜnicowaniu podejścia Gazpromu do poszczególnych odbiorców z państw UE, sprzyja
sposób wypracowywania decyzji w Unii i ich późniejsze przełoŜenie na sferę przedsiębiorstw.
Wypracowywanie decyzji jest długotrwałe, w wielu przypadkach wymagane są kilkuletnie
uzgodnienia przy uczestnictwie podmiotów o niejednokrotnie sprzecznych interesach. W
procesie decyzyjnym biorą udział reprezentanci zróŜnicowanych środowisk: politycznego,
gospodarczego i urzędniczego (państwa członkowskie, Parlament Europejski,
przedsiębiorstwa, organizacje, lobbyści, Komisja Europejska itd.). Ponadto juŜ wypracowana
decyzja często nie ma bezpośredniego przełoŜenia na dane przedsiębiorstwo, co wynika ze
swobody działalności gospodarczej i braku relacji właścicielskich między państwem a
sprzedawcami. Poszczególne koncerny wykorzystują taką sytuację i nie naleŜy się
spodziewać, Ŝe zawierając kontrakt zakupowy będą się kierować czymś innym niŜ swoim
wyłącznym interesem. Dopuszczalność takiego działania jest poniekąd istotnym elementem
zbioru reguł gospodarki wolnorynkowej.
Debata wskazywała, Ŝe zjawisko polegające na podejmowaniu przez przedsiębiorstwa Unijne
działań, które nie są zgodne z naszym interesem, nasili się. NaleŜy zaakceptować ten fakt i
mieć nadzieję, Ŝe przedsiębiorstwa krajowe równocześnie podejmą inicjatywy korzystne dla
bezpieczeństwa dostaw. Nie naleŜy liczyć, Ŝe samo członkostwo w strukturach Unijnych
moŜe mieć bezpośredni wpływ na poziom bezpieczeństwa energetycznego, istnieje zaleŜność
pośrednia, wynikająca z tego w jakim stopniu będziemy potrafili korzystać z narzędzi i
mechanizmów, stosowanych przez kraje Wspólnoty.
Warto podkreślić, Ŝe Ŝaden z uczestników debaty nie wspomniał o politycznych narzędziach
zapewnienia bezpieczeństwa dostaw w ramach UE, mających charakter formalny. W ciągu
całej sesji nikt nie odwoływał się równieŜ do tak mocno akcentowanej w Polsce zasady
solidarności energetycznej. Wśród instrumentów zapewniających bezpieczeństwo dostaw
delegaci UNECE wskazywali przede wszystkim wewnętrzne regulacje rynku gazu na
poszczególnych rynkach, stan infrastruktury oraz strategie poszczególnych koncernów.
Działania o charakterze politycznym, wskazywane przez prelegentów, miały charakter
uzupełniający i drugoplanowy, ograniczony do tworzenia klimatu wokół planowanych
inwestycji.
RównieŜ i w tym obszarze widać rozbieŜność strategii Polski i innych państw UNECE.
Nie dało się przy tym dostrzec istnienia często wskazywanego podziału na państwa starej i
nowej Unii. Nawet delegaci z państw nie będących członkami UE podzielali argumenty
podnoszone przez przedstawicieli starej Unii.
Warto zwrócić uwagę, Ŝe w dyskusji nie podnoszono argumentu o potrzebie wprowadzenia
jakichś mechanizmów w celu wdroŜenia dorobku prawnego Wspólnoty Europejskiej, tzw.
acquis communautaire. Po pierwsze, uczestnikami sesji byli równieŜ delegaci spoza UE, dla
których takie kryterium nie ma znaczenia. Po drugie, przykłady państw delegatów dowiodły,
Ŝe przyjęte prawodawstwo nie stanowi celu samego w sobie, lecz słuŜy realizacji pewnych
określonych celów gospodarczych.
Postulaty uczestników sesji Grupy Roboczej do spraw Gazu UNECE dostarczyły istotnej
wiedzy na temat strategii poszczególnych państw regionu. Pomimo znacznej róŜnorodności
reprezentowanych środowisk poglądy wygłaszane przez uczestników wzajemnie się
uzupełniały i nie kolidowały ze sobą. Dyskusja dowiodła, Ŝe liberalizacja moŜe być
czynnikiem pozytywnie wpływającym na bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego a nie
zagroŜeniem.
1)
Cena ta jest ustalana w oparciu o koszt zakupu gazu importowanego oraz koszt wydobycia
gazu krajowego. RóŜnice między nimi sprawiają, Ŝe gaz krajowy stabilizuje cenę gazu
stanowiącego tzw. „portfolio PGNiG SA”. W konsekwencji osiąga ona cenę niŜszą, niŜ
wynikająca z zakupu wyłącznie gazu importowanego, co utrudnia konkurencję. Oczywiście
nie naleŜy zapominać o względach społecznych, które ograniczają moŜliwość wprowadzania
skokowych zmian i wymuszają konieczność uprzedniego zabezpieczenia odbiorców
wraŜliwych.